EP3547481A1 - Verfahren zum überwachen eines elektrischen netzes - Google Patents
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- EP3547481A1 EP3547481A1 EP18164941.9A EP18164941A EP3547481A1 EP 3547481 A1 EP3547481 A1 EP 3547481A1 EP 18164941 A EP18164941 A EP 18164941A EP 3547481 A1 EP3547481 A1 EP 3547481A1
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Definitions
- the invention relates to a method for monitoring an electrical power supply network or a subnetwork of the power supply network, in particular a subnetwork of the power supply network previously determined by another method, wherein measured values acquired at at least two measuring points of the power supply network or subnetwork are evaluated.
- the invention has for its object to provide a method for monitoring a network that provides particularly easy reliable results with a view to islanding.
- phase position values are evaluated as measured values or phase position values determined with the measured values are checked, if the energy supply network or the subnetwork operates synchronously, and an island detection signal is generated in the case of asynchronicity detected on the basis of the phase position values.
- a significant advantage of the method according to the invention is the fact that alone based on phase position values and thus very quickly a reliable statement about a possible asynchronism within a network or subnetwork and any islanding can be made. It is also advantageously possible to detect islanding with very small frequency deviations, which may not always be detected in the method described above on the basis of frequency values and frequency change values.
- phase position values of measuring hands are preferably evaluated.
- phase position values of conductor voltage indicators or positive sequence voltage vectors are evaluated as measured values.
- synchronously operating islands are determined within the energy supply network or the respective subnetwork.
- the island detection signal is preferably generated when the phase position difference between two phase position values exceeds a predetermined alarm threshold.
- phase position values are sorted to form a sorted phase order, starting from the largest or smallest phase position value - hereinafter called start phase value - the sorted phase order determined the difference to the phase position following in the phase order, ie the second largest or second smallest is generated, the island detection signal when the phase position difference between the start phase value and the subsequent phase position value in terms of a predetermined alarm threshold exceeds, and the start phase value and the adjacent phase position value are considered to be synchronous, if the phase position difference between the start phase value and the adjacent phase position value is less than the predetermined alarm threshold value.
- phase position values are sorted to form a sorted phase order and, according to the sorted phase order, a difference formation step and a comparison step are performed for each phase position value following the start phase value.
- the phase position difference between a reference phase value which is the starting phase value is determined unless it has been replaced by another reference phase value in a previous comparison step and the respective following phase position value ,
- the phase position difference is compared with the alarm threshold value, the phase position values considered in the comparison are considered to be synchronous and the difference step for the subsequent phase position value in the phase position sequence and the same reference phase value is continued, if the phase position difference is lower than the alarm threshold value, and the phase position value used as the following phase difference value is assigned to a new island and set as the new reference phase value, and the difference phase step for the subsequent phase position value in the phase position sequence and the newly set reference phase value is continued if the phase position difference is the absolute value Alarm threshold exceeds.
- the resorted phase order is re-resorted by reducing the currently largest phase position value by 360 ° and the re-sorting process continues with the next resorting step and if the alarm threshold is exceeded the resorting is terminated and the resorted reordering order thus formed is reused as sorted phase order ,
- the resorting takes place in the second particularly advantageous variant of the method, that is, descriptively described by a resorting "downwards".
- phase angle values are preferably sorted by size to form a phase order from the smallest phase value in ascending order.
- the sequence direction in which the next adjacent phase angle value is used is preferably the ascending direction.
- the method described above can be carried out for the entire energy supply network or an arbitrarily selected subnetwork.
- the invention additionally relates to a monitoring device for monitoring an electrical energy supply network or a subnetwork of the energy supply network, wherein the monitoring device uses measured values of at least two measuring points of the energy supply network or subnetwork.
- the monitoring device is configured such that it evaluates phase position values as measured values or determines phase position values itself with the measured values, checks with the phase position values whether the energy supply network or the subnet operates synchronously, and in the case of one based on the phase position values recognized asynchrony generates an island detection signal.
- the FIG. 1 shows a schematic representation of a power supply network 10, which is equipped with a plurality of measuring devices PMU1 to PMU7.
- the measuring devices PMU1 to PMU7 are preferably pointer measuring devices that can detect electrical voltage vectors of line voltages and / or positive sequence voltages. Such measuring devices are also referred to as "phasor measurement units”.
- the measuring devices PMU1 to PMU7 are connected to a monitoring device 20 and transmit their measured values to them.
- the measured values are, as will be explained in more detail below, preferably phase position values, which are identified by the reference symbols ⁇ 1 to ⁇ 7, and / or voltage vectors of all three phases, from which the associated positive sequence component is determined and their respective phase position is subsequently used as the phase position value.
- the connection for the transmission of the phase position values ⁇ 1 to ⁇ 7 is shown in FIG FIG. 1 not shown in detail.
- FIG. 2 shows in the complex plane, for example, that of the measuring devices PMU1 to PMU7 according to FIG. 1 measured pointer measured values with the corresponding phase position values ⁇ 1 to ⁇ 7.
- FIG. 3 shows an embodiment of a monitoring device 20, which in the arrangement according to FIG. 1 can be used to monitor the power supply network 10.
- the monitoring device 20 includes a computer 21 and a memory 22.
- an island detection program IP is stored, which when executed by the computer 21 enables this, the power grid 10 according to FIG. 1 to investigate any island formation.
- FIG. 4 shows in the form of a flow chart an embodiment of an island detection program IP, which is provided by the monitoring device 20 according to FIG. 3 for monitoring the power supply network 10 according to FIG. 1 can be executed.
- the island detection program IP according to FIG. 4 has a detection step 100, which is used to detect the from the measuring devices PMU1 to PMU7 according to FIG. 1 transmitted phase position values ⁇ 1 to ⁇ 7 is used.
- phase angle values ⁇ 1 to ⁇ 7 acquired in the detection step 100 arrive at a sorting procedure 110 comprising a presorting step 111 and a sorting procedure 112.
- the phase angle values ⁇ 1 to ⁇ 7 are sorted by size to form a presorted phase order VSR.
- the presorted phase order VSR arrives at the reordering procedure 112, in which a reordering of the presorted phase order is performed to form a sorted phase order SR.
- phase order is re-sorted by the smallest phase position value (here -170 °) is increased by 360 °.
- the increase by 360 ° results in a phase angle value of + 190 °, which is sorted accordingly in the phase order.
- PMU1: ⁇ 1 + 190 °
- PMU3: ⁇ 3 + 170 °
- PMU5: ⁇ 5 + 30 °
- PMU4: ⁇ 4 + 10 °
- PMU6: ⁇ 6 -29 °
- PMU7: ⁇ 7 -75 °
- PMU2: ⁇ 2 -140 °
- phase order is re-sorted by the phase angle value ⁇ 2 also increased by 360 ° and is re-sorted accordingly in the phase order.
- a difference formation step 121 and a comparison step 122 are performed in each case according to the sorted phase order sequence SR for each phase position value following a predetermined start phase value.
- the phase position difference is 46 ° here.
- step 122 it is checked whether the phase difference in absolute value exceeds or falls below the alarm threshold value AS.
- the difference between the two phase angle values ⁇ 6 and ⁇ 7 is smaller than the alarm threshold value AS, it is assumed that the two phase angle values ⁇ 6 and ⁇ 7 are sufficiently synchronous or in accordance with the synchronism criterion predetermined in the form of the alarm threshold value AS. Accordingly, the next difference-forming step 121 is performed with the same reference phase value ⁇ 7.
- the phase-position difference between the current reference phase value now becomes ⁇ 7 and the subsequent phase position value ⁇ 4 formed and compared with the alarm threshold AS.
- the difference here is 85 ° and exceeds the alarm threshold AS. Due to the exceeding of the alarm threshold AS, it is assumed that the phase position value ⁇ 4 with the two phase position values ⁇ 6 and ⁇ 7 is no longer synchronous (or sufficiently synchronous) and becomes a separate island within the energy supply network 10 FIG. 1 belongs.
- the phase position value ⁇ 4 is now set as the new reference phase value, and the difference-forming step 121 for the next following phase position value ⁇ 5 is continued, using the now new reference phase value ⁇ 4.
- the difference between the phase-angle values ⁇ 5 and ⁇ 4 is subsequently formed, and in the following comparison step 122, the determined difference
- phase position difference between the phase position value ⁇ 3 and the reference phase value ⁇ 4 exceeds the alarm threshold value AS, so that it is now determined that the phase position value ⁇ 3 belongs to a third island within the power supply network 10.
- the phase position value ⁇ 3 is now defined as a new reference phase value and the method is continued for the subsequent phase position value ⁇ 1.
- phase angle value ⁇ 1 is assigned to the island of the phase angle value ⁇ 3 and the process is continued with the reference phase value ⁇ 3.
- phase position difference to the current reference phase value ⁇ 3 is small enough so that the phase position value ⁇ 2 of the island is also associated with the phase position values ⁇ 1 and ⁇ 3.
- the analysis procedure 120 thus comes to the conclusion after processing the sorted phase order sequence SR that an island detection signal IS is to be generated which indicates islanding within the energy supply network 10.
- the analysis procedure 120 generates an island data set IDS, which indicates that there are a total of three islands or three subnetworks within the power supply network 10, each of which works in synchrony (or sufficiently synchronously).
- the selection of the start phase value for the analysis procedure 120 is arbitrary; instead of the largest phase position value or the smallest phase position value, a mean phase value can also be selected.
- FIG. 5 shows a further embodiment of an island detection program IP, which of the computer 21 according to Figure 3 for detecting islanding within a power supply network 10 according to FIG. 1 can be used.
- a frequency and / or frequency change evaluation module 400 which is performed prior to execution of the detection step 100 and first performs a preliminary check, whether frequency values and / or frequency change values of the measuring devices PMU1 to PMU7 on an asynchronism or island formation within the power supply network 10 according to FIG. 1 indicate.
- the subsequent analysis of the phase position values of the measuring devices PMU1 to PMU7 is carried out exclusively if, during the execution of the frequency and / or frequency change evaluation module 400, it is determined that islanding is likely to have occurred.
- the synchronous subnetworks identified by the frequency and / or frequency change evaluation module 400 are preferably analyzed individually for themselves further on islands within the respective subnetworks, as described in connection with FIG FIG. 4 has been explained.
- phase position values were sorted in ascending order; Of course, it is also possible to sort the phase angle values in opposite order.
- the remaining steps according to FIGS. 4 and 5 can be carried out in an analogous manner in this case.
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Abstract
Description
- Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Überwachen eines elektrischen Energieversorgungsnetzes oder eines Teilnetzes des Energieversorgungsnetzes, insbesondere eines zuvor anhand eines anderen Verfahrens ermittelten Teilnetzes des Energieversorgungsnetzes, wobei an zumindest zwei Messstellen des Energieversorgungsnetzes oder Teilnetzes erfasste Messwerte ausgewertet werden.
- Ein derartiges Verfahren ist aus der US-Patentschrift
US 9,804,209 B2 - Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zum Überwachen eines Netzes anzugeben, das besonders einfach zuverlässige Ergebnisse mit Blick auf eine Inselbildung liefert.
- Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß durch ein Verfahren mit den Merkmalen gemäß Patentanspruch 1 gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltungen des erfindungsgemäßen Verfahrens sind in Unteransprüchen angegeben.
- Danach ist erfindungsgemäß vorgesehen, dass als Messwerte Phasenlagenwerte ausgewertet oder mit den Messwerten ermittelte Phasenlagenwerte ausgewertet werden, anhand der Phasenlagenwerte geprüft wird, ob das Energieversorgungsnetz oder das Teilnetz synchron arbeitet, und im Falle einer anhand der Phasenlagenwerte erkannten Asynchronität ein Inselerkennungssignal erzeugt wird.
- Ein wesentlicher Vorteil des erfindungsgemäßen Verfahrens ist darin zu sehen, dass allein anhand von Phasenlagenwerten und damit sehr schnell eine zuverlässige Aussage über eine etwaige Asynchronität innerhalb eines Netzes oder Teilnetzes und eine etwaige Inselbildung getroffen werden kann. Auch kann in vorteilhafter Weise eine Inselbildung bei sehr geringen Frequenzabweichungen erkannt werden, die bei dem eingangs beschriebenen Verfahren auf der Basis von Frequenzwerten und Frequenzänderungswerten unter Umständen nicht immer erkannt wird.
- Als Messwerte werden vorzugsweise Phasenlagenwerte von Messzeigern, insbesondere Spannungszeigern, ausgewertet.
- Besonders bevorzugt werden als Messwerte Phasenlagenwerte von Leiterspannungszeigern oder Mitsystemspannungszeigern ausgewertet.
- Im Falle einer anhand der Phasenlagenwerte erkannten Asynchronität werden vorzugsweise synchron arbeitende Inseln innerhalb des Energieversorgungsnetzes oder des jeweiligen Teilnetzes ermittelt.
- Das Inselerkennungssignal wird vorzugsweise erzeugt, wenn die Phasenlagendifferenz zwischen zwei Phasenlagenwerten einen vorgegebenen Alarmschwellenwert überschreitet.
- Als besonders vorteilhaft wird es angesehen, wenn die Phasenlagenwerte unter Bildung einer sortierten Phasenlagenreihenfolge sortiert werden, ausgehend von dem größten oder kleinsten Phasenlagenwert - nachfolgend Startphasenwert genannt - der sortierten Phasenlagenreihenfolge die Differenz zu dem in der Phasenlagenreihenfolge nachfolgenden, also dem zweitgrößten oder zweitkleinsten, Phasenlagenwert ermittelt wird, das Inselerkennungssignal erzeugt wird, wenn die Phasenlagendifferenz zwischen dem Startphasenwert und dem nachfolgenden Phasenlagenwert betragsmäßig einen vorgegebenen Alarmschwellenwert überschreitet, und der Startphasenwert und der benachbarte Phasenlagenwert als synchron angesehen werden, wenn die Phasenlagendifferenz zwischen dem Startphasenwert und dem benachbarten Phasenlagenwert betragsmäßig den vorgegebenen Alarmschwellenwert unterschreitet.
- Alternativ oder zusätzlich kann in vorteilhafter Weise vorgesehen sein, dass die Phasenlagenwerte unter Bildung einer sortierten Phasenlagenreihenfolge sortiert werden und gemäß der sortierten Phasenlagenreihenfolge für jeden auf den Startphasenwert folgenden Phasenlagenwert jeweils ein Differenzbildungsschritt und ein Vergleichsschritt durchgeführt wird.
- Bei der letztgenannten Ausführungsvariante ist es besonders vorteilhaft, wenn in dem Differenzbildungsschritt die Phasenlagendifferenz zwischen einem Referenzphasenwert, bei dem es sich um den Startphasenwert handelt, sofern er nicht in einem vorherigen Vergleichsschritt durch einen anderen Referenzphasenwert ersetzt worden ist, und dem jeweils folgenden Phasenlagenwert ermittelt wird.
- Bezüglich des Vergleichsschritts ist es besonders vorteilhaft, wenn in dem Vergleichsschritt die Phasenlagendifferenz mit dem Alarmschwellenwert verglichen wird, die bei dem Vergleich betrachteten Phasenlagenwerte als synchron angesehen werden und mit dem Differenzbildungsschritt für den nachfolgenden Phasenlagenwert in der Phasenlagenreihenfolge und demselben Referenzphasenwert fortgefahren wird, wenn die Phasenlagendifferenz betragsmäßig den Alarmschwellenwert unterschreitet, und der bei dem vorherigen Differenzbildungsschritt als folgender Phasenlagenwert herangezogene Phasenlagenwert einer neuen Insel zugeordnet und als neuer Referenzphasenwert festgelegt wird und mit dem Differenzbildungsschritt für den nachfolgenden Phasenlagenwert in der Phasenlagenreihenfolge und dem neu festgesetzten Referenzphasenwert fortgefahren wird, wenn die Phasenlagendifferenz betragsmäßig den Alarmschwellenwert überschreitet.
- Das Sortieren der Phasenlagenwerte umfasst bei einer ersten besonders vorteilhaften Verfahrensvariante vorzugsweise folgende Sortierschritte:
- Vorsortieren der Phasenlagenwerte nach Größe unter Bildung einer vorsortierten Phasenlagenreihenfolge,
- Prüfen, ob die Zeigerwinkeldifferenz zwischen dem Zeigerwinkel des Messzeigers, der zu dem größten Phasenlagenwert gehört, und dem Zeigerwinkel des Messzeigers, der zu dem kleinsten Phasenlagenwert gehört, den Alarmschwellenwert über- oder unterschreitet,
- im Falle einer Unterschreitung des Alarmschwellenwerts die Phasenlagenreihenfolge umsortiert wird, indem der kleinste Phasenlagenwert um 360° erhöht wird, und
- im Falle einer Überschreitung des Alarmschwellenwerts die Phasenlagenreihenfolge unverändert bleibt und die vorsortierte Phasenlagenreihenfolge als sortierte Phasenlagenreihenfolge weiterverwendet wird.
- Bei der letztgenannten Verfahrensvariante ist es vorteilhaft, wenn nachfolgend in weiteren Umsortierschritten jeweils geprüft wird, ob die Differenz zwischen dem - gemäß Fortschritt des Umsortierens - jeweils aktuell kleinsten Phasenlagenwert und dem vor dem letzten Umsortierschritt kleinsten Phasenlagenwert den Alarmschwellenwert überschreitet, im Falle einer Unterschreitung des Alarmschwellenwerts die umsortierte Phasenlagenreihenfolge nochmals umsortiert wird, indem der aktuell kleinste Phasenlagenwert um 360° erhöht wird, und das Umsortierverfahren mit dem nächsten Umsortierschritt fortgesetzt wird und im Falle einer Überschreitung des Alarmschwellenwerts das Umsortieren beendet wird und die bis dahin gebildete umsortierte Phasenlagenreihenfolge als sortierte Phasenlagenreihenfolge weiterverwendet wird.
- Das Umsortieren erfolgt bei der obigen Verfahrensweise also anschaulich beschrieben durch ein Umsortieren "nach oben".
- Das Sortieren der Phasenlagenwerte umfasst bei einer zweiten besonders vorteilhaften Verfahrensvariante vorzugsweise folgende Sortierschritte:
- Vorsortieren der Phasenlagenwerte nach Größe unter Bildung einer vorsortierten Phasenlagenreihenfolge,
- Prüfen, ob die Zeigerwinkeldifferenz zwischen dem Zeigerwinkel eines Messzeigers, der zu dem größten Phasenlagenwert gehört, und dem Zeigerwinkel eines Messzeigers, der zu dem kleinsten Phasenlagenwert gehört, den Alarmschwellenwert über- oder unterschreitet,
- im Falle einer Unterschreitung des Alarmschwellenwerts die Phasenlagenreihenfolge umsortiert wird, indem der größte Phasenlagenwert um 360° reduziert wird, und
- im Falle einer Überschreitung des Alarmschwellenwerts die Phasenlagenreihenfolge unverändert bleibt und die vorsortierte Phasenlagenreihenfolge als sortierte Phasenlagenreihenfolge weiterverwendet wird.
- Bei der letztgenannten Verfahrensvariante ist es vorteilhaft, wenn nachfolgend in weiteren Umsortierschritten jeweils geprüft wird, ob die Differenz zwischen dem - gemäß Fortschritt des Umsortierens - jeweils aktuell größten Phasenlagenwert und dem vor dem letzten Umsortierschritt größten Phasenlagenwert den Alarmschwellenwert überschreitet, im Falle einer Unterschreitung des Alarmschwellenwerts die umsortierte Phasenlagenreihenfolge nochmals umsortiert wird, indem der aktuell größte Phasenlagenwert um 360° reduziert wird, und das Umsortierverfahren mit dem nächsten Umsortierschritt fortgesetzt wird und im Falle einer Überschreitung des Alarmschwellenwerts das Umsortieren beendet wird und die bis dahin gebildete umsortierte Phasenlagenreihenfolge als sortierte Phasenlagenreihenfolge weiterverwendet wird.
- Das Umsortieren erfolgt bei der zweiten besonders vorteilhaften Verfahrensvariante also anschaulich beschrieben durch ein Umsortieren "nach unten".
- Die Phasenlagenwerte werden vorzugsweise nach Größe unter Bildung einer Phasenlagenreihenfolge ausgehend von dem kleinsten Phasenlagenwert in aufsteigender Reihenfolge sortiert.
- Die Reihenfolgenrichtung, in der der jeweils nächste benachbarte Phasenlagenwert herangezogen wird, ist vorzugsweise die aufsteigende Richtung.
- Auch wird es als vorteilhaft angesehen, wenn anhand von Frequenzwerten oder Frequenzänderungswerten geprüft wird, ob das Energieversorgungsnetz synchron arbeitet und im Falle einer Asynchronität des Energieversorgungsnetzes das Energieversorgungsnetz in Teilnetze aufgeteilt wird, und das oben beschriebene Verfahren für zumindest eines der Teilnetze des Energieversorgungsnetzes durchgeführt wird.
- Falls anhand von Frequenzwerten oder Frequenzänderungswerten keine Asynchronität des Energieversorgungsnetzes festgestellt wird, kann das oben beschriebene Verfahren für das gesamte Energieversorgungsnetz oder ein beliebig ausgewähltes Teilnetz durchgeführt werden.
- Die Erfindung bezieht sich darüber hinaus auf eine Überwachungseinrichtung zum Überwachen eines elektrischen Energieversorgungsnetzes oder eines Teilnetzes des Energieversorgungsnetzes, wobei die Überwachungseinrichtung Messwerte zumindest zweier Messstellen des Energieversorgungsnetzes oder Teilnetzes heranzieht.
- Erfindungsgemäß ist bezüglich einer solchen Überwachungseinrichtung vorgesehen, dass die Überwachungseinrichtung derart ausgestaltet ist, dass sie als Messwerte Phasenlagenwerte auswertet oder mit den Messwerten Phasenlagenwerte selbst ermittelt, anhand der Phasenlagenwerte prüft, ob das Energieversorgungsnetz oder das Teilnetz synchron arbeitet, und im Falle einer anhand der Phasenlagenwerte erkannten Asynchronität ein Inselerkennungssignal erzeugt.
- Bezüglich der Vorteile der erfindungsgemäßen Überwachungseinrichtung sei auf die obigen Ausführungen im Zusammenhang mit dem erfindungsgemäßen Verfahren verwiesen.
- Die Erfindung wird nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen näher erläutert; dabei zeigen beispielhaft
- Figur 1
- in einer schematischen Darstellung ein Energieversorgungsnetz, das mit einer Überwachungseinrichtung zur Erkennung einer etwaigen Inselbildung innerhalb des Energieversorgungsnetzes ausgestattet ist,
- Figur 2
- beispielhaft elektrische Spannungszeiger, die von an das Energieversorgungsnetz gemäß
Figur 1 angeschlossenen Messgeräten gemessen werden, in der komplexen Ebene, - Figur 3
- ein Ausführungsbeispiel für eine Überwachungseinrichtung, die bei der Anordnung gemäß
Figur 1 eingesetzt werden kann, - Figur 4
- in Form eines Ablaufdiagramms ein Ausführungsbeispiel für ein Inselerkennungsprogramm, das für die Überwachungseinrichtung gemäß
Figur 3 zum Überwachen des Energieversorgungsnetzes gemäßFigur 1 geeignet ist, und - Figur 5
- in Form eines Ablaufdiagramms ein weiteres Ausführungsbeispiel für ein Inselerkennungsprogramm, das für die Überwachungseinrichtung gemäß
Figur 3 zum Überwachen des Energieversorgungsnetzes gemäßFigur 1 geeignet ist. - In den Figuren werden der Übersicht halber für identische oder vergleichbare Komponenten stets dieselben Bezugszeichen verwendet.
- Die
Figur 1 zeigt in einer schematischen Darstellung ein Energieversorgungsnetz 10, das mit einer Vielzahl an Messgeräten PMU1 bis PMU7 ausgestattet ist. Bei den Messgeräten PMU1 bis PMU7 handelt es sich vorzugsweise um Zeigermessgeräte, die elektrische Spannungszeiger von Leiterspannungen und/oder Mitsystemspannungen erfassen können. Derartige Messgeräte werden fachsprachlich auch als "Phasor Measurement Units" bezeichnet. - Die Messgeräte PMU1 bis PMU7 sind an eine Überwachungseinrichtung 20 angeschlossen und übertragen an diese ihre Messwerte. Bei den Messwerten handelt es sich, wie weiter unten noch näher im Detail erläutert werden wird, vorzugsweise um Phasenlagenwerte, die mit den Bezugszeichen ϕ1 bis ϕ7 gekennzeichnet sind, und/oder um Spannungszeiger von allen drei Phasen, aus denen die zugehörige Mitsystemkomponente ermittelt und deren jeweilige Phasenlage nachfolgend als Phasenlagenwert verwendet wird. Die Verbindung zur Übertragung der Phasenlagenwerte ϕ1 bis ϕ7 ist aus Gründen der Übersicht in der
Figur 1 nicht näher dargestellt. - Die
Figur 2 zeigt in der komplexen Ebene beispielhaft die von den Messgeräten PMU1 bis PMU7 gemäßFigur 1 gemessenen Zeigermesswerte mit den korrespondierenden Phasenlagenwerten ϕ1 bis ϕ7. - Die
Figur 3 zeigt ein Ausführungsbeispiel für eine Überwachungseinrichtung 20, die bei der Anordnung gemäßFigur 1 zur Überwachung des Energieversorgungsnetzes 10 eingesetzt werden kann. - Die Überwachungseinrichtung 20 umfasst einen Rechner 21 und einen Speicher 22. In dem Speicher 22 ist ein Inselerkennungsprogramm IP abgespeichert, das bei Ausführung durch den Rechner 21 diesen befähigt, das Energieversorgungsnetz 10 gemäß
Figur 1 auf eine etwaige Inselbildung hin zu untersuchen. - Die
Figur 4 zeigt in Form eines Ablaufdiagramms ein Ausführungsbeispiel für ein Inselerkennungsprogramm IP, das von der Überwachungseinrichtung 20 gemäßFigur 3 zur Überwachung des Energieversorgungsnetzes 10 gemäßFigur 1 ausgeführt werden kann. - Das Inselerkennungsprogramm IP gemäß
Figur 4 weist einen Erfassungsschritt 100 auf, der zur Erfassung der von den Messgeräten PMU1 bis PMU7 gemäßFigur 1 übermittelten Phasenlagenwerten ϕ1 bis ϕ7 dient. - Die im Erfassungsschritt 100 erfassten Phasenlagenwerte ϕ1 bis ϕ7 können beispielsweise folgende Werte aufweisen:
PMU1: ϕ1 = -170° PMU2: ϕ2 = -140° PMU3: ϕ3 = +170° PMU4: ϕ4 = +10° PMU5: ϕ5 = +30° PMU6: ϕ6 = -29° PMU7: ϕ7 = -75° - Die im Erfassungsschritt 100 erfassten Phasenlagenwerte ϕ1 bis ϕ7 gelangen zu einer Sortierprozedur 110, die einen Vorsortierschritt 111 und eine Umsortierprozedur 112 umfasst.
- Im Rahmen des Vorsortierschritts 111 werden die Phasenlagenwerte ϕ1 bis ϕ7 nach Größe unter Bildung einer vorsortierten Phasenlagenreihenfolge VSR sortiert. Die im Rahmen des Vorsortierens gebildete vorsortierte Phasenlagenreihenfolge VSR kann beispielsweise wie folgt aussehen:
PMU3: ϕ3 = +170° PMU5: ϕ5 = +30° PMU4: ϕ4 = +10° PMU6: ϕ6 = -29° PMU7: ϕ7 = -75° PMU2: ϕ2 = -140° PMU1: ϕ1 = -170° - Die vorsortierte Phasenlagenreihenfolge VSR gelangt zu der Umsortierprozedur 112, in der ein Umsortieren der vorsortierten Phasenlagenreihenfolge unter Bildung einer sortierten Phasenlagenreihenfolge SR erfolgt.
- In einem ersten Schritt der Umsortierprozedur 112 wird geprüft, ob die Zeigerwinkeldifferenz zwischen dem Zeigerwinkel des Messzeigers, der zu dem größten Phasenlagenwert (hier ϕ3 = +170°) gehört, und dem Zeigerwinkel des Messzeigers, der zu dem kleinsten Phasenlagenwert (hier ϕ1 = -170°) gehört, einen Alarmschwellenwert AS über- oder unterschreitet.
- Nachfolgend wird beispielhaft davon ausgegangen, dass der Alarmschwellenwert AS 60° beträgt.
- Im Falle einer Unterschreitung des Alarmschwellenwerts AS - wie es hier der Fall ist, weil die Zeigerwinkeldifferenz Δϕ lediglich 20° beträgt - wird die Phasenlagenreihenfolge umsortiert, indem der kleinste Phasenlagenwert (hier -170°) um 360° erhöht wird. Durch die Erhöhung um 360° ergibt sich nun ein Phasenlagenwert von +190°, der in der Phasenlagenreihenfolge entsprechend einsortiert wird. Es ergibt sich nun folgende Phasenlagenreihenfolge:
PMU1: ϕ1 = +190° PMU3: ϕ3 = +170° PMU5: ϕ5 = +30° PMU4: ϕ4 = +10° PMU6: ϕ6 = -29° PMU7: ϕ7 = -75° PMU2: ϕ2 = -140° - Durch das Umsortieren des Phasenlagenwerts ϕ1 ist nunmehr der Phasenlagenwert ϕ2 = -140° der kleinste Phasenlagenwert der Phasenlagenreihenfolge. In weiteren Umsortierschritten wird nun jeweils geprüft, ob die Differenz zwischen dem - gemäß Fortschritt des Umsortierens - jeweils aktuell kleinsten Phasenlagenwert und dem vor dem letzten Umsortierschritt kleinsten Phasenlagenwert den Alarmschwellenwert AS überschreitet oder nicht.
- Da - wie erwähnt - nun der Phasenlagenwert ϕ2 = -140° der kleinste Phasenlagenwert der Phasenlagenreihenfolge ist, wird demgemäß geprüft, ob die Differenz zwischen dem Phasenlagenwert ϕ2 und dem Phasenlagenwert ϕ1 = -170° (vor dem Erhöhen um 360°) kleiner als der Alarmschwellenwert AS ist.
- Da hier gilt:
PMU2: ϕ2 = +220° PMU1: ϕ1 = +190° PMU3: ϕ3 = +170° PMU5: ϕ5 = +30° PMU4: ϕ4 = +10° PMU6: ϕ6 = -29° PMU7: ϕ7 = -75° - Aufgrund des letzten Umsortierschritts ist nunmehr der Phasenlagenwert ϕ7 = -75° der kleinste Phasenlagenwert. Da dessen Differenz zu dem zuvor umsortierten Phasenlagenwert ϕ2 (vor dem Erhöhen -140°) 65° beträgt und größer als der Alarmschwellenwert AS ist, wird das Umsortieren bzw. die Umsortierprozedur 112 beendet und folgende sortierte Phasenlagenreihenfolge SR an eine nachgeordnete Analyseprozedur 120 übermittelt:
PMU2: ϕ2 = +220° PMU1: ϕ1 = +190° PMU3: ϕ3 = +170° PMU5: ϕ5 = +30° PMU4: ϕ4 = +10° PMU6: ϕ6 = -29° PMU7: ϕ7 = -75° - Im Rahmen der Analyseprozedur 120 werden gemäß der sortierten Phasenlagenreihenfolge SR für jeden auf einen vorgegebenen Startphasenwert folgenden Phasenlagenwert jeweils ein Differenzbildungsschritt 121 und ein Vergleichsschritt 122 durchgeführt.
- Nachfolgend wird beispielhaft davon ausgegangen, dass der kleinste Phasenlagenwert der sortierten Phasenlagenreihenfolge SR, hier also der Phasenlagenwert ϕ7 = -75° den Startphasenwert und damit den ersten Referenzphasenwert bildet.
- In dem Differenzbildungsschritt 121 wird zunächst die Phasenlagendifferenz zwischen dem Startphasenwert ϕ7 und dem nächst größten Phasenlagenwert ϕ6 = -29° ermittelt. Die Phasenlagendifferenz beträgt hier 46°.
- In dem nachfolgenden Vergleichsschritt 122 wird geprüft, ob die Phasenlagendifferenz betragsmäßig den Alarmschwellenwert AS über- oder unterschreitet.
- Da im vorliegenden Fall die Differenz zwischen den beiden Phasenlagenwerten ϕ6 und ϕ7 kleiner als der Alarmschwellenwert AS ist, wird davon ausgegangen, dass die beiden Phasenlagenwerte ϕ6 und ϕ7 synchron bzw. gemäß dem in Form des Alarmschwellenwerts AS vorgegebenen Synchronitätskriterium hinreichend synchron sind. Demgemäß wird mit demselben Referenzphasenwert ϕ7 der nächste Differenzbildungsschritt 121 durchgeführt.
- In dem nächsten Differenzbildungsschritt 121 wird nun die Phasenlagendifferenz zwischen dem aktuellen Referenzphasenwert ϕ7 und dem nachfolgenden Phasenlagenwert ϕ4 gebildet und mit dem Alarmschwellenwert AS verglichen. Die Differenz beträgt hier 85° und überschreitet den Alarmschwellenwert AS. Aufgrund der Überschreitung des Alarmschwellenwerts AS wird davon ausgegangen, dass der Phasenlagenwert ϕ4 mit den beiden Phasenlagenwerten ϕ6 und ϕ7 nicht mehr synchron (bzw. hinreichend synchron) ist und zu einer eigenen Insel innerhalb des Energieversorgungsnetzes 10 gemäß
Figur 1 gehört. Der Phasenlagenwert ϕ4 wird nun als neuer Referenzphasenwert festgelegt, und es wird mit dem Differenzbildungsschritt 121 für den nächstfolgenden Phasenlagenwert ϕ5 unter Heranziehung des nun neuen Referenzphasenwerts ϕ4 weitergearbeitet. - In dem Differenzbildungsschritt 121 wird nachfolgend die Differenz zwischen den Phasenlagenwerten ϕ5 und ϕ4 gebildet, und in dem nachfolgenden Vergleichsschritt 122 wird die ermittelte Differenz | ϕ5 - ϕ4 | betragsmäßig mit dem Alarmschwellenwert AS verglichen. Dabei wird festgestellt, dass die Phasenlagendifferenz kleiner als der Alarmschwellenwert ist, ϕ4 und ϕ5 synchron (bzw. hinreichend synchron) sind und zu derselben Insel gehören, so dass nachfolgend nun der Phasenlagenwert ϕ3 untersucht werden kann, wobei es bei dem zuvor herangezogenen Referenzphasenwert ϕ4 bleibt.
- Die Phasenlagendifferenz zwischen dem Phasenlagenwert ϕ3 und dem Referenzphasenwert ϕ4 überschreitet den Alarmschwellenwert AS, so dass nun festgestellt wird, dass der Phasenlagenwert ϕ3 zu einer dritten Insel innerhalb des Energieversorgungsnetzes 10 gehört. Der Phasenlagenwert ϕ3 wird nun als neuer Referenzphasenwert festgelegt und das Verfahren wird für den nachfolgenden Phasenlagenwert ϕ1 fortgesetzt.
- Da die Phasenlagendifferenz zwischen ϕ1 und ϕ3 lediglich 20° beträgt, wird der Phasenlagenwert ϕ1 zur Insel des Phasenlagenwerts ϕ3 zugeordnet wird und das Verfahren wird mit dem Referenzphasenwert ϕ3 fortgesetzt.
- Auch bei dem letzten Phasenlagenwert ϕ2 ist die Phasenlagendifferenz zum aktuellen Referenzphasenwert ϕ3 klein genug, so dass auch der Phasenlagenwert ϕ2 der Insel mit den Phasenlagenwerten ϕ1 und ϕ3 zugeordnet wird.
- Die Analyseprozedur 120 kommt nach Abarbeitung der sortierten Phasenlagenreihenfolge SR somit zu dem Ergebnis, dass ein Inselerkennungssignal IS zu erzeugen ist, das eine Inselbildung innerhalb des Energieversorgungsnetzes 10 anzeigt.
- Darüber hinaus erzeugt die Analyseprozedur 120 einen Inseldatensatz IDS, der anzeigt, dass es insgesamt drei Inseln bzw. drei Teilnetze innerhalb des Energieversorgungsnetzes 10 gibt, die jeweils für sich synchron (bzw. hinreichend synchron) arbeiten.
- Die Messgeräte PMU1 bis PMU7 werden dabei folgenden Inseln bzw. Teilnetzen zugeordnet (siehe
Figur 1 ): - Insel 11: PMU7 und PMU6
- Insel 12: PMU4 und PMU5
- Insel 13: PMU3, PMU1 und PMU2.
- Die in dem Inseldatensatz IDS festgelegte Zuordnung der Messgeräte PMU1 bis PMU7 zu Inseln ist abhängig von dem Startphasenwert, mit dem die Analyseprozedur 120 begonnen wird. Bei dem obigen Ausführungsbeispiel wurde von dem Phasenlagenwert ϕ7 als Startphasenwert ausgegangen. Würde alternativ als Startphasenwert der größte Phasenlagenwert ϕ2 der sortierten Phasenlagenreihenfolge SR ausgewählt werden, so ergäbe sich folgende Zuordnung der Messgeräte PMU1 bis PMU7:
- Insel 11: PMU2, PMU1 und PMU3.
- Insel 12: PMU5, PMU4 und PMU6
- Insel 13: PMU7
- Es lässt sich erkennen, dass auch im Falle dieses Startphasenwerts drei Inseln erkannt werden.
- Die Auswahl des Startphasenwerts für die Analyseprozedur 120 ist im Übrigen beliebig, es kann statt des größten Phasenlagenwerts oder des kleinsten Phasenlagenwerts auch ein mittlerer Phasenwert ausgewählt werden.
- Die
Figur 5 zeigt ein weiteres Ausführungsbeispiel für ein Inselerkennungsprogramm IP, das von dem Rechner 21 gemäß Figur 3 zur Erkennung einer Inselbildung innerhalb eines Energieversorgungsnetzes 10 gemäßFigur 1 eingesetzt werden kann. - Im Unterschied zu dem Ausführungsbeispiel gemäß
Figur 4 weist das Inselerkennungsprogramm IP gemäßFigur 5 zusätzlich ein Frequenz- und/oder Frequenzänderungsauswertmodul 400 auf, das vor der Ausführung des Erfassungsschritts 100 durchgeführt wird und zunächst eine Vorabprüfung durchführt, ob Frequenzwerte und/oder Frequenzänderungswerte der Messgeräte PMU1 bis PMU7 auf eine Asynchronität bzw. Inselbildung innerhalb des Energieversorgungsnetzes 10 gemäßFigur 1 hindeuten. - Vorteilhaft ist es, wenn die nachfolgende Analyse der Phasenlagenwerte der Messgeräte PMU1 bis PMU7 ausschließlich dann durchgeführt wird, wenn im Rahmen der Ausführung des Frequenz- und/oder Frequenzänderungsauswertmoduls 400 festgestellt wird, dass voraussichtlich eine Inselbildung erfolgt ist. In diesem Falle werden vorzugsweise die von dem Frequenz- und/oder Frequenzänderungsauswertmodul 400 identifizierten synchronen Teilnetze jeweils individuell für sich weiter auf Inseln innerhalb der jeweiligen Teilnetze analysiert, wie dies im Zusammenhang mit der
Figur 4 erläutert worden ist. - Alternativ ist es möglich, unabhängig von dem Arbeitsergebnis des Frequenz- und/oder Frequenzänderungsauswertmoduls 400 die Überprüfung der Phasenlagenwerte durchzuführen, wie dies im Zusammenhang mit der
Figur 4 oben erläutert worden ist. In diesem Falle kann eine etwaige Inselbildung auch bei sehr geringen Frequenzabweichungen erkannt werden. - Bei den Ausführungsbeispielen gemäß den
Figuren 1 bis 5 wurden die Phasenlagenwerte in aufsteigender Reihenfolge sortiert; selbstverständlich ist es auch möglich, die Phasenlagenwerte in entgegengesetzter Reihenfolge zu sortieren. Die übrigen Schritte gemäß denFiguren 4 und 5 können in diesem Falle in analoger Weise durchgeführt werden. - Obwohl die Erfindung im Detail durch bevorzugte Ausführungsbeispiele näher illustriert und beschrieben wurde, so ist die Erfindung nicht durch die offenbarten Beispiele eingeschränkt und andere Variationen können vom Fachmann hieraus abgeleitet werden, ohne den Schutzumfang der Erfindung zu verlassen.
-
- 10
- Energieversorgungsnetz
- 20
- Überwachungseinrichtung
- 21
- Rechner
- 22
- Speicher
- 100
- Erfassungsschritt
- 110
- Sortierprozedur
- 111
- Vorsortierschritt
- 112
- Umsortierprozedur
- 120
- Analyseprozedur
- 121
- Differenzbildungsschritt
- 122
- Vergleichsschritt
- 400
- Frequenz- und/oder Frequenzänderungsauswertmodul
- AS
- Alarmschwellenwert
- IDS
- Inseldatensatz
- I1-I3
- synchrone Inseln
- IP
- Inselerkennungsprogramm
- PMU1-PMU7
- Messgeräte
- SR
- sortierte Phasenlagenreihenfolge
- VSR
- vorsortierte Phasenlagenreihenfolge
- ϕ1-ϕ7
- Phasenlagenwerte
Claims (15)
- Verfahren zum Überwachen eines elektrischen Energieversorgungsnetzes (10) oder eines Teilnetzes des Energieversorgungsnetzes (10), wobei an zumindest zwei Messstellen des Energieversorgungsnetzes (10) oder Teilnetzes erfasste Messwerte ausgewertet werden,
dadurch gekennzeichnet, dass- als Messwerte Phasenlagenwerte ausgewertet oder mit den Messwerten ermittelte Phasenlagenwerte ausgewertet werden,- anhand der Phasenlagenwerte geprüft wird, ob das Energieversorgungsnetz (10) oder das Teilnetz synchron arbeitet, und- im Falle einer anhand der Phasenlagenwerte erkannten Asynchronität ein Inselerkennungssignal (IS) erzeugt wird. - Verfahren nach Anspruch 1,
dadurch gekennzeichnet, dass
als Messwerte Phasenlagenwerte von Messzeigern, insbesondere Spannungszeigern, ausgewertet werden. - Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
als Messwerte Phasenlagenwerte von Leiterspannungszeigern oder Mitsystemspannungszeigern ausgewertet werden. - Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
im Falle einer anhand der Phasenlagenwerte erkannten Asynchronität synchron arbeitende Inseln innerhalb des Energieversorgungsnetzes (10) oder des jeweiligen Teilnetzes ermittelt werden. - Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
das Inselerkennungssignal (IS) erzeugt wird, wenn die Phasenlagendifferenz zwischen zwei Phasenlagenwerten einen vorgegebenen Alarmschwellenwert überschreitet. - Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass- die Phasenlagenwerte unter Bildung einer sortierten Phasenlagenreihenfolge (SR) sortiert werden,- ausgehend von dem größten oder kleinsten Phasenlagenwert - nachfolgend Startphasenwert genannt - der sortierten Phasenlagenreihenfolge (SR) die Differenz zu dem in der Phasenlagenreihenfolge (SR) nachfolgenden, also dem zweitgrößten oder zweitkleinsten, Phasenlagenwert ermittelt wird,- das Inselerkennungssignal (IS) erzeugt wird, wenn die Phasenlagendifferenz zwischen dem Startphasenwert und dem nachfolgenden Phasenlagenwert betragsmäßig einen vorgegebenen Alarmschwellenwert überschreitet, und- der Startphasenwert und der benachbarte Phasenlagenwert als synchron angesehen werden, wenn die Phasenlagendifferenz zwischen dem Startphasenwert und dem benachbarten Phasenlagenwert betragsmäßig den vorgegebenen Alarmschwellenwert unterschreitet. - Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass- die Phasenlagenwerte unter Bildung einer sortierten Phasenlagenreihenfolge (SR) sortiert werden und- gemäß der sortierten Phasenlagenreihenfolge (SR) für jeden auf den Startphasenwert folgenden Phasenlagenwert jeweils ein Differenzbildungsschritt und ein Vergleichsschritt durchgeführt wird. - Verfahren nach Anspruch 7,
dadurch gekennzeichnet, dass- in dem Differenzbildungsschritt die Phasenlagendifferenz zwischen einem Referenzphasenwert, bei dem es sich um den Startphasenwert handelt, sofern er nicht in einem vorherigen Vergleichsschritt durch einen anderen Referenzphasenwert ersetzt worden ist, und dem jeweils folgenden Phasenlagenwert ermittelt wird, und- in dem Vergleichsschritt- die Phasenlagendifferenz mit dem Alarmschwellenwert verglichen wird,- die bei dem Vergleich betrachteten Phasenlagenwerte als synchron angesehen werden und mit dem Differenzbildungsschritt für den nachfolgenden Phasenlagenwert in der Phasenlagenreihenfolge (SR) und demselben Referenzphasenwert fortgefahren wird, wenn die Phasenlagendifferenz betragsmäßig den Alarmschwellenwert unterschreitet, und- der bei dem vorherigen Differenzbildungsschritt als folgender Phasenlagenwert herangezogene Phasenlagenwert einer neuen Insel zugeordnet und als neuer Referenzphasenwert festgelegt wird und mit dem Differenzbildungsschritt für den nachfolgenden Phasenlagenwert in der Phasenlagenreihenfolge (SR) und dem neu festgesetzten Referenzphasenwert fortgefahren wird, wenn die Phasenlagendifferenz betragsmäßig den Alarmschwellenwert überschreitet. - Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
das Sortieren der Phasenlagenwerte folgende Sortierschritte umfasst:- Vorsortieren der Phasenlagenwerte nach Größe unter Bildung einer vorsortierten Phasenlagenreihenfolge (VSR),- Prüfen, ob die Zeigerwinkeldifferenz zwischen dem Zeigerwinkel des Messzeigers, der zu dem größten Phasenlagenwert gehört, und dem Zeigerwinkel des Messzeigers, der zu dem kleinsten Phasenlagenwert gehört, den Alarmschwellenwert über- oder unterschreitet,- im Falle einer Unterschreitung des Alarmschwellenwerts die Phasenlagenreihenfolge umsortiert wird, indem der kleinste Phasenlagenwert um 360° erhöht wird, und- im Falle einer Überschreitung des Alarmschwellenwerts die Phasenlagenreihenfolge unverändert bleibt und die vorsortierte Phasenlagenreihenfolge (VSR) als sortierte Phasenlagenreihenfolge (SR) weiterverwendet wird. - Verfahren nach Anspruch 9,
dadurch gekennzeichnet, dass- im Falle eines erfolgten Umsortierens nachfolgend in weiteren Umsortierschritten jeweils geprüft wird, ob die Differenz zwischen dem - gemäß Fortschritt des Umsortierens - jeweils aktuell kleinsten Phasenlagenwert und dem vor dem letzten Umsortierschritt kleinsten Phasenlagenwert den Alarmschwellenwert überschreitet,- im Falle einer Unterschreitung des Alarmschwellenwerts die umsortierte Phasenlagenreihenfolge nochmals umsortiert wird, indem der aktuell kleinste Phasenlagenwert um 360° erhöht wird, und das Umsortierverfahren mit dem nächsten Umsortierschritt fortgesetzt wird und- im Falle einer Überschreitung des Alarmschwellenwerts das Umsortieren beendet wird und die bis dahin gebildete umsortierte Phasenlagenreihenfolge als sortierte Phasenlagenreihenfolge (SR) weiterverwendet wird. - Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche 1 bis 8,
dadurch gekennzeichnet, dass
das Sortieren der Phasenlagenwerte folgende Sortierschritte umfasst:- Vorsortieren der Phasenlagenwerte nach Größe unter Bildung einer vorsortierten Phasenlagenreihenfolge (VSR),- Prüfen, ob die Zeigerwinkeldifferenz zwischen dem Zeigerwinkel eines Messzeigers, der zu dem größten Phasenlagenwert gehört, und dem Zeigerwinkel eines Messzeigers, der zu dem kleinsten Phasenlagenwert gehört, den Alarmschwellenwert über- oder unterschreitet,- im Falle einer Unterschreitung des Alarmschwellenwerts die Phasenlagenreihenfolge umsortiert wird, indem der größte Phasenlagenwert um 360° reduziert wird, und- im Falle einer Überschreitung des Alarmschwellenwerts die Phasenlagenreihenfolge unverändert bleibt und die vorsortierte Phasenlagenreihenfolge (VSR) als sortierte Phasenlagenreihenfolge (SR) weiterverwendet wird. - Verfahren nach Anspruch 11,
dadurchgekennzeichnet, dass- im Falle eines erfolgten Umsortierens nachfolgend in weiteren Umsortierschritten jeweils geprüft wird, ob die Differenz zwischen dem - gemäß Fortschritt des Umsortierens - jeweils aktuell größten Phasenlagenwert und dem vor dem letzten Umsortierschritt größten Phasenlagenwert den Alarmschwellenwert überschreitet,- im Falle einer Unterschreitung des Alarmschwellenwerts die umsortierte Phasenlagenreihenfolge nochmals umsortiert wird, indem der aktuell größte Phasenlagenwert um 360° reduziert wird, und das Umsortierverfahren mit dem nächsten Umsortierschritt fortgesetzt wird und- im Falle einer Überschreitung des Alarmschwellenwerts das Umsortieren beendet wird und die bis dahin gebildete umsortierte Phasenlagenreihenfolge als sortierte Phasenlagenreihenfolge (SR) weiterverwendet wird. - Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass- die Phasenlagenwerte nach Größe unter Bildung einer Phasenlagenreihenfolge (SR) ausgehend von dem kleinsten Phasenlagenwert in aufsteigender Reihenfolge sortiert werden und/oder- die Reihenfolgenrichtung, in der der jeweils nächste benachbarte Phasenlagenwert herangezogen wird, die aufsteigende Richtung ist. - Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass- anhand von Frequenzwerten oder Frequenzänderungswerten geprüft wird, ob das Energieversorgungsnetz (10) synchron arbeitet und im Falle einer Asynchronität des Energieversorgungsnetzes (10) das Energieversorgungsnetz in Teilnetze aufgeteilt wird, und- das Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche für zumindest eines der Teilnetze des Energieversorgungsnetzes (10) durchgeführt wird. - Überwachungseinrichtung zum Überwachen eines elektrischen Energieversorgungsnetzes (10) oder eines Teilnetzes des Energieversorgungsnetzes (10), wobei die Überwachungseinrichtung Messwerte zumindest zweier Messstellen des Energieversorgungsnetzes (10) oder Teilnetzes heranzieht,
dadurch gekennzeichnet, dass
die Überwachungseinrichtung derart ausgestaltet ist, dass sie als Messwerte Phasenlagenwerte auswertet oder mit den Messwerten Phasenlagenwerte selbst ermittelt, anhand der Phasenlagenwerte prüft, ob das Energieversorgungsnetz (10) oder das Teilnetz synchron arbeitet, und im Falle einer anhand der Phasenlagenwerte erkannten Asynchronität ein Inselerkennungssignal (IS) erzeugt.
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